Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Общие сведения месторождении, история проектирования и основные положения реализуемого варианта разработки месторождения 5
1.2 История открытия и разведки месторождения 6
Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического строения 8
2.1 Тектоника 10
Глава 3. Сейсмогеологическая модель строения месторождения Северные Бузачи 19
3.1 Структурно-тектоническое строение месторождения Северные Бузачи 20
3.2 Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов 25
Глава 4. Нефтегазоносносные комплексы и основные продуктивные горизонты 26
Глава 5. Состав и свойства нефти и газа 53
5.1 Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения 58
Глава 6. Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов. Рекомендации по проведению работ . 74
6.1 Методика подсчёта запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов 74
6.2 Обоснование подсчётных параметров 75
Заключение
- История открытия и разведки месторождения
- Тектоника
- Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов
- Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения
История открытия и разведки месторождения
Верхнепалеозойские отложения вскрыты в единственной параметрической скважине 7, где они пройдены в интервале 1987-3500 м. Вся эта толща сложена, в основном, неравномерно переслаивающимися темноцветными сильно карбонатными аргиллитами и мергелеподобными органогенно-обломочными известняками. Реже среди этих пород отмечаются светло-серые органогенно-обломочные и брекчиевидные доломитовые известняки. Основным компонентом органогенно-обломочных известняков являются окатанные обломки карбонатных пород, тонкие и мелкие в мергелеподобных известняках, средние и крупные в светло-серых разностях. Небольшое количество тонких трещинок и поры в перекристализованных и нацело доломитизированных участках известняков в отдельных случаях выполнены светло-бурыми и бурыми битумами нефтяного ряда. Триасовая система (Т) Триасовые отложения вскрыты значительным числом скважин на всей рассматриваемой территории. Биостратиграфические определения указывают на континентальную - флювиодельтовую среду осадконакопления. В литологическом отношении триасовые отложения представлены толщей аргиллитоподобных глин и аргиллитов коричнево-бурого, реже зеленовато-серого цвета и мелкозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями известняков, мергелей и алевролитов. Максимально вскрытая толщина составляет 2686 м (скв. Г3). В остальных скважинах вскрытая толщина триасовых отложений колеблется в пределах от первых единиц до 69 м (скважина Г146). Юрская система (J) Юрские отложения вскрыты полностью или частично большинством структурно-поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Залегают они на размытой и выветренной поверхности триасовых образований. В целом юрские отложения в литологическом отношении представлены переслаиванием сероцветных глин, алевролитов и песчаников. Максимально вскрытая толщина составляет 260 м. Отложения юры по результатам анализов споропыльцевых комплексов и немногочисленных находок пелеципод представлены лишь своим средним отделом в объеме байосского и батского ярусов и лишь в одной скважине 1 определены более молодые отложения оксфордского яруса верхней юры. Средний отдел (J2) Нижний байос – (J2 bj1).
Нижнебайосские отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, с прослоями глин, включениями угля и обугленных растительных остатков. По литологическим особенностям и данным изучения органических остатков отложения сопоставляются с Карадирменской свитой нижнебайосского возраста в Горном Мангышлаке. В низах разреза развиты континентальные фации (озерно-болотные и лагунно-дельтовые). В верхней части нижнего байоса распространены фации прибрежного мелководья (опресненного залива, русловые, дельтовые, баровые). К отложениям нижнего байоса приурочен продуктивный горизонт Ю-II. Верхний байос – бат ( J2b2-J2bt) Литологически отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, кварцевыми, битуминозными, с прослоями глин темно-серых. По видовому составу микрофоссилий вмещающие отложения сопоставляются с базарлинской свитой в Горном Мангышлаке. Отложения этого возраста включают продуктивный горизонт Ю-I.Толщина среднеюрских отложений изменяется от первых метров в районе выхода триасовых отложений под поверхность предмелового размыва до 238 м (скв. 15). Меловая система (К) Породы мелового возраста залегают с размывом на среднеюрских и нижнетриасовых отложениях. Представлены нижним отделом и включают в себя отложения неокомского надъяруса (берриас-валанжинского, готеривского ярусов, кугусемской свиты - верхний готерив-баррем), аптского и альбского ярусов. Нижний отдел (К1) Неокомский надъярус (K1nc). Отложения берриас-валанжинского (K1b-v) и нижней части готеривского (K1g1) литологически представлены переслаиванием сероватых песчаников мелкозернистых, слабосцементированных с глинами серыми, зеленовато-серыми и кирпично-красными, уплотненными, неслоистыми, неизвестковистыми переходящими в верхней части в карбонатные, алевритовыми, слюдистыми; песками серо-бурыми, мелкозернистыми, глинистыми; алевролитам слабосцементированными; с редкими обломками зеленовато-серых микрозернистых известняков; обломками обуглившихся растительных остатков. Формирование данных отложений происходило в условиях мелководного морского и слабоопресненного бассейнов. К отложениям данных ярусов приурочен продуктивный пласт Д. Отложения верхнего готерива–баррема (K1g1-br) Отложения верхнего готерива–баррема (K1g1-br) (кугусемской свиты) представлены переслаиванием красно-бурых, зеленовато-серых глин, алевролитов мелко-крупнозернистых, песчаников мелкозернистых, полимиктовых, алевритистых и песков серых до черных, мелкозернистых, некарбонатных, кварцевых. Песчаные разности состоят из песчаников с глинистым цементом с включением хорошо окатанной гальки и алевролитов. К началу баррема происходит трансгрессия моря с формированием морских, мелководных образований преимущественно глин с редкими прослоями алевролитов и песчаников. К отложениям кугусемской свиты приурочены продуктивные пласты А1, А2, Б, В и Г. Толщина неокомского надъяруса изменяется от 100м до 179м (скв. К-96). Аптский ярус K1a со стратиграфическим несогласием перекрывает породы кугусемской свиты. В основании яруса находится базальный песчано-алевролитовый горизонт толщиной до 20 м ( продуктивный пласт А), сложенный крупнозернистым серым алевролитом и мелкозернистым песчаником, алевритистым, с незначительным содержанием гравийно-галечного материала. Выше залегает толща черных неслоистых глин с редкими прослоями мелких мергелистых септариевых конкреций. В верхней части разреза появляются еще и темно-серые глины, переслаивающиеся с алевролитами. Толщина яруса изменяется от 90 до 130 м. Альбский ярус K1al залегает на аптских отложениях с незначительным размывом, благодаря которому четкий контакт между аптом и альбом хорошо прослеживается на каротажных диаграммах. В литологическом отношении альбский ярус представлен преимущественно песчано-алевритовыми разностями пород переслаивающихся с глинистыми породами. Толщина яруса изменяется от 180 до 460 м. Аптские и альбские осадки формировались при морской трансгрессии в мелководном бассейне. Отложения верхнемелового и палеогенового возраста в пределах рассматриваемых площадей отсутствуют. Четвертичные отложения (Q) Четвертичные отложения с размывом залегают на нижнемеловых отложениях и сложены песками, суглинками и супесями, отложившимися при аридном климате. Толщина отложений не превышает 10-12 метров. 2.1 Тектоника
В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи расположено в центральной части Бузачинского свода, Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий (рис.2.1) и приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной многочисленными разрывными нарушениями субширотной и субмеридиальной ориентировки. Бузачинский свод – крупный структурный элемент, границы которого достаточно достоверно установлены в южной и восточной частях, где с юга соответственно примыкает Южно-Бузачинская впадина, отделяющая Южно-Бузачинский свод от Тюбкараганской мегантиклинали, далее Кызан-Токубайский вал и на востоке граничит с Култукской моноклиналью. Северное и западное окончания свода принимаются условно и проведены за пределами границы прилегающей акватории Каспийского моря.
В строении брахиантиклинали принимают участие осадочные отложения нижнемелового и среднеюрского возраста, граница между которыми характеризуется значительным перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием. Складчатое основание платформы сложено нижнетриасовыми породами, которые перекрываются разновозрастными отложениями: от нижнемеловых в сводовой части поднятия, до среднеюрских на периклинальных участках (рис. 2.2).
Район расположения структуры Северные Бузачи характеризуется высокой тектонической активностью, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений, разбивших структуру на блоки. Наибольшей нарушенности подвергся доюрский комплекс отложений, выше по разрезу нарушенность заметно сокращается.
Тектоника
Сохранив индексацию блоков, приведённую в работе (рис. 2.5) и применяемую до настоящего времени Недропользователем при разработке месторождения, ниже приводится характеристика тектонических нарушений и ограниченных ими блоков. Большинство нарушений проведено по результатам интерпретации сейсморазведочных работ 2Д и 3Д (2002 – 2007 гг.), которые согласуются с результатами опробования скважин и часто контролируют характер насыщения коллекторов.
В пределах исследуемой территории в процессе комплексной геологической интерпретации объединённого куба сейсморазведочной информации и результатов бурения 968 скважин, с учётом данных по региональной позиции месторождения Северо-Бузачинского поднятия, построена обновлённая сейсмогеологическая модель.
Основные особенности этого варианта строения месторождения можно охарактеризовать 3 пунктами.
1. На уровне доюрских отложений месторождение приурочено к Южно-Эмбинскому региональному сдвигу, вдоль которого происходит сочленение южной пассивной окраины Восточно-Европейской платформы и северной части зоны развития триасовых грабенов Скифско-Туранской плиты. Такая трактовка позволяет считать, что именно сдвиговые деформации обусловили существующую систему разломов и их специфическое проявление на каждом структурно-формационном комплексе. Характер деформаций, присущих сдвиговой тектонике, свидетельствует о, том, что при каждой последующей реактивации глубинных разломов, происходит увеличение количества сбросов и взбросов в более поздних отложениях. В пределах изучаемой части Северо-Бузачинского поднятия, последняя реактивация произошла в неоген-четвертичное время. Это очень наглядно подтверждается тем, что самые молодые отложения, сохранившиеся здесь, а это – альб- сеноманская толща – имеют самую разветвлённую сбросо-взбросовую систему. При этом, для юрского и доюрского комплекса, в результате сдвиговых подвижек, происходит пространственное перераспределение взаимного расположения ранее сформированных блоков и образование малоамплитудных разломов. Последние, при условии того, что они могут стать экранирующими, контролируют уровень ВНК между отдельными блоками. Промежуточная неокомская секция разреза претерпевает наименьшее влияние при сдвиговых деформациях. 2. Как следствие сдвиговых деформаций и их различного влияния на отдельные части разреза – выявлено, что количество блоков с разными ВНК и положение границ между ними для каждого продуктивного горизонта становится индивидуальным и зависит не только от наличия разломов, но и от условий формирования того или иного пласта–песчаника, т.е. от условий седиментации, эрозии и аккумуляции. 3. Детальный комплексный подход к изучению строения среднеюрского продуктивного интервала выявил, что в пределах отдельных блоков уровень ВНК практический один, а диапазон его изменения, как правило, не более ±2 метра. В отдельных блоках он становится наклонным, что, по-видимому, может быть объяснено гидростатическим давлением обводнённой части пласта.
Результаты анализа границ между блоками с разными уровнями ВНК, дают основание говорить, что для среднеюрской продуктивной толще определяющим с этой позиции является тектонические причины, а роль всех остальных факторов, влияющих на блоковое деление играет либо совсем незначительную роль, либо вообще не влияет никак. Глинистые прослойки внутри толщи не создают условий, позволяющих разделить залежь по стратиграфическому или формационному признакам.
Кроме этого, существенно уточнены сами границы подсчётных блоков и их количество по среднеюрской продуктивной толще. (Что позволяет оптимизировать размещение эксплуатационных скважин.
Доюрский комплекс. Месторождение расположено над шовной зоной, разделяющей две надпорядковые структуры – южную часть Восточно-Европейской платформы (южный борт Прикаспийской впадины) и центральную часть Скифско-Туранской плиты (северо-восточная часть Западно-Туранской зоны развития триасовых грабенов). Сочленение этих элементов происходит по Южно-Эмбенскому сдвигу, который фиксируется на исследуемой площади по особенностям волновой картины на уровне доюрских отложений. Этот сдвиг делит площадь исследуемых работ (и, соответственно, лицензионную территорию) на две части - северную и южную. Доюрский комплекс представляет собой сложно построенную надвигово-сдвиговую систему с большим числом разнообразных нарушений, что находит подтверждение и в кубе сейсморазведочной информации, и в скважинах, вскрывших триасовые отложения. Причём, степень деформированности северной и южной частей значительно отличаются друг от друга. Большая деформированность южной части (триасовые грабены Скифско-Туранской плиты), свидетельствует о том, что именно эти образования надвинуты на пассивную окраину Восточно-Европейской платформы (северная, менее дислоцированная часть площади работ, предположительно докунгурского возраста). Платформенный чехол, плащеобразно перекрывающий разновозрастной доюрский комплекс, явным образом по степени дислоцированности делится на среднеюрскую дислоцированную и нижнемеловую удовлетворительно выдержанную по площади месторождения слоистую толщу.
В основании платформенного чехла фиксируется отражающий горизонт «V» (рис. 3.1), маркирующий кровлю доюрского комплекса. Блочное строение доюрского комплекса оказало в последующем влияние на строение месторождения по более молодым, перекрывающим отложениям. В кровле среднеюрской толщи фиксируется региональное несогласие, которое маркируется отражающим горизонтом «III» (рис.3). Внутри этой слоистой, но достаточно сложно построенной толщи, фиксируются стратиграфические несогласия, тектонические блоки разных размеров, многочисленные литологические неоднородности, структуры облекания над эрозионными останцами доюрского возраста и т. д. Для обоснования геологической модели этой части осадочного чехла выполнена детальная совместная корреляция данных сейсморазведки и бурения. В связи с тем, что среднеюрская толща содержит основные запасы нефти всего месторождения, задаче детализации строения этой толщи было уделено большое внимание. Сделанное в данной диссертации о том, что среднеюрская залежь является «неполнопластовой» и имеющей единый ВНК в пределах отдельных тектонических блоков, является следствием такой детальности проработки данных сейсморазведки и бурения.
Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов
В скважине 50, пробуренной в северной части блока, при совместном освоении с Ю1 горизонтом получен приток нефти до абсолютной отметки – 480,8 м дебитом 25,6 м3/сут. В скважине 49 ВНК по ГИС отбивается на абсолютной отметке -480,9 м.
В южной части поднятия в скважине 6112 при освоении Ю2 горизонта получен приток нефти дебитом 10,6 м3/сут до абсолютных отметок -476,1 м. По ГИС ВНК отбивается на абсолютной отметке -480,1 м.
Однако, в некоторых скважинах по результатам интерпретации ГИС уровень ВНК отбивается на отметках -487,3 м ( 644), -487,4 м ( 55), -485,4 м ( 53).
Таким образом, ВНК для восточного купола колеблется в пределах -480– 487,4 м. Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная, размеры залежи составляют 4,1 х 2,1 км, высота залежи - порядка 50 м. Площадь нефтеносности равна 8522 тыс.м2. Блок X. В пределах блока продуктивность установлена разведочными скважинами Г172 и Г175. Полученные дебиты нефти равны соответственно 8,4 и 6,0 м3/сут. В эксплуатационных скважинах дебиты нефти изменяются от 1 до 99,7 м3/сут (скв. 1054).
В скважине 1015 приток нефти получен до отметки -481,5 м. Водонефтяной контакт по ГИС определен на отметке -483,5 м. В скважинах 1026 и 1050 притоки нефти получены до абсолютных отметок, соответственно, -484,3 м и -486,3 м. Водонасыщенные пласты по ГИС выделяются в этих скважинах, соответственно, с абсолютных отметок -491,2 м и 498,1 м.
Самая низкая отметка получения нефти отмечена в скважине 1011 и равна -492,9 м. Скважина освоена совместно с Ю1 горизонтом и вскрыла водонефтяной контакт, выделенный по данным ГИС на абсолютной отметке -492,9 м. При освоении получен приток нефти с водой дебитами, соответственно, 8,5 и 15,2 м3/сут.
Таким образом водонефтяной контакт соответствует с Ю1 и Ю2, в северной части блока контакт изменяется от -483,5 до -492,9 м. На юге блока водонефтяной контакт принят по скважине Г172, в которой приток нефти получен до абсолютной отметки -480,9 м, но по ГИС ВНК отбивается на отметке -491,9 м (табл. 4.1).
Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 5,2 х 2,4 км, высота залежи – 55 м. Площадь нефтеносности равна 3173 тыс.м2.
Блок XI. Залежь установлена разведочными скважинами Г186, Г187, где при опробовании были получены притоки нефти дебитами от 3,3 до 9,6 м3/сут при работе компрессором на 26мм штуцере. Водонефтяной контакт ранее в подсчете запасов 1985 г был принят на отметке -492 м по подошве продуктивного по ГИС пласта в скважине К10 и подтверждается данными опробования скважины Г186, в которой промышленный приток нефти получен до отметки минус 490,5 м. В пределах блока пробурена одна эксплуатационная скважина 10268, в которой получен незначительный приток нефти дебитом 0,4 м3/сут до абсолютной отметки – 485,5 м. Водонасыщенные пласты по ГИС выделяются с отметки -510,3 м. ВНК оставлен на прежней отметке -492 м. Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 2,4 х 1,1 км, высота залежи – 19 м. Площадь нефтеносности равна 2230 тыс.м2.
В диссертации представлены результаты исследований 15 глубинных проб из 15 скважин по среднеюрским Ю1, 12 глубинных проб, Г 125, Г149, Г141, Г170, Г210, 2, 708, 678, 106, CБ409-3, 401, 912,CБ1, 26; Ю2, 3 глубинных проб - 642, 1092, 687 (рис5). Нефть месторождения Северные Бузачи тяжелая, высоковязкая, слабо насыщена газом. Горизонт Ю1 по состоянию на 2012 г. представлен 14 пробами из 14 скважин, средние значения по которым составили: Рнас. – 1.99 МПа, газосодержание – 5,69 м3/т, объемный коэффициент -1,023, плотность пластовой нефти – 0,9181 г/см3, вязкость-338,9 мПа с. Как видно из таблицы 5, все пробы и параметры, за исключением низкого значения плотности пластовой нефти по скв. Г125 (0,8960 г/см3), 401 (0,8970 г/см3) и заниженного значения объемного коэффициента по скв. 708 (1,008 д.ед.) и 678 (1,006 д.ед.), признаны представительными и привлечены к оценке средних по горизонту параметров пластовой нефти. Пластовая нефть, в продуктивных пластах, имеет значительный диапазон изменения параметров в пределах пласта - давление насыщения от 0,95 до 3,4 МПа, газосодержание – от 1,34 до 10,82м3/т, объемный коэффициент от 1,006 до 1,049 доли ед., вязкость от 122 до 510 мПа с. (табл. 5).
После анализа полученных свойств можно придти к заключению о схожести и однородности физико-химических свойств пластовых флюидов данных объектов разработки и в дальнейшем характеризовать их как один объект – среднеюрской залежи. Построены были графики зависимостей физико – химических свойств нефтей от характеристик пласта – коллектора по Ю1 и Ю2 (рис 5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 5.6).
Трассерные исследования имеют огромное значение на тектонический экранированных залежах для изучения проводимости тектонических нарушений - т.е. оценки проницаемости разломов и определения гидродинамической связи между блоками.
На сегодняшний день на месторождении Северные Бузачи принята структурно- тектоническая модель, утвержденная при пересчете запасов 2008 г. и по которой составлены проектные документы на промышленную разработку.
Согласно этой модели, структура Северные Бузачи представляет собой брахиантиклинальную складку запад-северо-восточного простирания. В строении брахиантиклинали принимают участие осадочные отложения нижнемелового и среднеюрского возраста, граница между которыми характеризуется значительным перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием. Складчатое основание платформы сложено нижнетриасовыми породами, которые перекрываются разновозрастными отложениями: от нижнемеловых в сводовой части поднятия до среднеюрских на периклинальных участков.
Район расположения структуры Северные Бузачи характеризуется высокой тектонической активностью, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений, разбивших структуру на 14 блоков.
В 2010 г был завершен «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3Д по площади Северные Бузачи за 2009 г», выполненный ООО «Парадайм Тщательный анализ результатов трассерных исследований, проведенных на месторождении Северные Бузачи в рамках данной работы, может быть использован как один из критериев для определения наличия или отсутствия тектонического нарушения, либо его проводимости.
Из 29 скважин, использованных для закачки реагентов (11, 21, 25, 27, 302, 33, 37, 40, 48, 4-Z, 50-4, 64, 628, 633, 657, 713, 717-3, 742, 749, 911, 935, 1028, 1045, 1055, 1077, 1091 А, 6112, 6156-3, 6157), 16 находятся в зонах развития тектонических нарушений. Скважина 11 расположена в тектоническом блоке II, отделяемом от блока VII тектоническим нарушением F6 как по меловому, так и по юрскому комплексу отложений (см. рис. 5.7). Закачка индикатора была проведена в юрские отложения (интервал перфорации 550.5-558.5м).
Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения
Был выполнен прирост запасов среднеюрских отложений и Ю1, Ю2 начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого в нефти газа по месторождению (табл. 6, 6.1), разница между площадью нефтеносности превышает на 680 тыс. м2, нефтенасыщенный объем на 96289 тыс. м3, начальные геологические запасы нефти 13603.9 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти 2204,2 тыс.т., начальные геологические запасы растворенного газа 23,71 млн. м3, начальные извлекаемые запасы растворенного газа 5.4млн.м3, а также прирост запасов газа газовых шапок Ю1 и среднеюрских отложений, разница между площадью газоносности Ю1 и среднеюрским горизонтом превышает на 391,79 тыс. м2, объем газонасыщенных пород 1623 тыс.м3, геологические запасы газа 12,2 млн. м3.
Пласт Блок Местоположение на структуре Категория запасов Зона насыщения Площадь газоносности, тыс.км2 Средневзвешенная газонасыщенная толщина,м Объем газонасыщенных пород, тыс.м3 коэффициенты, доли единиц Начальное пластовое давление, кг/см2 Остаточное пластовое давление, кг/см2 Коэффициент перевода Геологические запасы газа, млн.м3
Пласт Блок Местоположение на структуре Категория запасов Зона насыщения Площадь газоносности, тыс.км2 Средневзвешенная газонасыщенная толщина,м Объем газонасыщенных пород, тыс.м3 коэффициенты, доли единиц Начальное пластовое давление, кг/см2 Остаточное пластовое давление, кг/см2 Коэффициент перевода Геологические запасы газа, млн.м33
Рекомендации по проведению работ: Месторождение Северные Бузачи содержит в юрских отложениях и нижнем мелу залежи тяжелой нефти на глубине 300–550 м. Плотность нефти 938–940 кг/м. Содержание серы — 2 %, парафина 1,5 %, асфальтенов 5,6–5,8 %. Исходя из того, что Северные Бузачи — газонефтяное месторождение с тяжелой нефти неглубокого залегания, содержащее трудноизвлекаемые запасы в работе были обоснованы следующие рекомендации для оптимизации их освоения. - предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных, а затем и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей; - рекомендуется продолжить комплексный анализ проведенных трассерных исследований в совокупности с данными последней интерпретации сейсморазведки 3Д, с результатами испытания скважин для получения надежной информации о наличии гидродинамической связи между разрабатываемыми пластами, блоками и горизонтами и особенностях геологического строения пласта, что позволит многократно увеличить информативность промысловых данных о разработке объектов; - при освоении запасов рекомендовано совмещение блоков по результатм трассерных исследований (II и VII , VI и X, VII и VI блоками), на основании того что часть разломов проводящая. - продолжить опытно-промысловые испытания технологии гелеполимерного заводнения на участках IV, V, VI, VII, IX, X, XI, XIVблоках в связи с тем, что средняя обводненность месторождении уже достаточно высока и составляет 80%; - продолжить циклическую закачку воды в VIб, VII, и X блоках. По возможности на циклическую закачку переводить все нагнетательные скважины месторождения, а также изучить другие блоки поскольку гидродинамические процессы имеют инерционный характер; - оптимизировть сетку разработки каждого блока с учетом литологической неоднородности и характера распространения пластов-коллекторов в разрезе пробуренного фонда скважин; - в шестом и десятом блоке на ограниченных по площади, обводненных выше среднего уровня и энергетически значительно истощенных участках необходимо совершить переход от заводнения слабо нагретой водой к заводнению горячей водой с устьевой температурой 900С продуктивных пластов в залежах меловых и юрских отложений; - предложено проводить комплексные мероприятия по выравниванию профилей приемистости и водоизоляционных работ в связи с ограничением притока подошвенных вод (залежи с подстилающими подошвенными водами); - предложено применить технологию детектирования для определения азимута продвижения фронта заводнения скважин; - продолжить ограничение темпа закачки при сохранении значительных объемов прокачки жидкости возможно при организации более жестких систем заводнения. Решение: от 9-ти точечной системы - к 5-ти точечной; - увеличение плотности сетки скважин положительно сказывается на эффективности выработки запасов; - необходимо провести на месторождении Северные Бузачи технологию закачки вязкого горячего вытесняющего агента (термополимер); - рекомендуется продолжить изучение коллекторов по керну только на недоразведанных территориях в блоках, где продуктивные отложения керном не освещены. Уточнение характеристик пород, связанных с разработкой (подвижность флюидов, сжимаемость пород, тепловые свойства пород и флюидов, влияние скорости движения флюидов и длительности воздействия флюидов на проницаемость коллектора), может быть выполнено при необходимости.
Заключение
Настоящая диссертационная работа посвящена выяснению геологических особенностей строения юрских продуктивных отложений, к которым приурочены залежи высовязкой нефти. Основные выводы и рекомендации заключается в следующем:
1. На основе комплексирование новых данных сейсморазведки 3D и имеющейся геофизической и геолого-промысловой информации была актуализирована модель строения юрских продуктивных отложений месторождения Северные Бузачи.
2. Результаты трассерных исследований на ряду с анализом гидродинамических исследований скважин позволил установить экранирующие свойства дизъюнктивных нарушений и дифференцировать их на флюидоупоры и проводящие разломы.
3. Установлена гидродинамическая связь, единство свойств пластовой нефти, сходство фильтрационно - емкостных свойств коллекторов пластов Ю1 и Ю2, что позволило обьединить их в единый эксплуатационный объект.
4. С учетом дифференциации разломов на проводящие и экранирующие, обновленной геолого-структурной модели, а также установления гидродинамичекого единства залежей, приуроченных пластам Ю1 и Ю2, разработаны рекомендации по повышению эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов месторождения Северные Бузачи.
5. Предложено с целью повышения продуктивности скважин обрабатывать призабойную зону скважин эмульсиями с использованием ароматических углеводородов, глинокислотных растворов и поверхностно-активных веществ.
6. Предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей.
